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1、核电站中微机型继电保护装置的运用及优化建议,电力论文引言 随着微机技术的发展，微机型继电保卫装置在工程中的应用愈发广泛。某核电站引入了微机型继电保卫装置应用于ECS主沟通电源系统中低压部分的保卫与控制。ECS系统中压母线电源引自UAT厂用变、RAT备用变和DG柴油发电机组，仅核岛母线，对应的进线断路器分别为M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器。本文将针对装设在M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器开关柜中的微机型继电保卫装置的应用，比照采用微机型继电保卫装置与采用传统核电站继电保卫和控制设备的异同，并就国产化标准设计提出相关改良建议。 1 功能应用 某核电站采用美国SEL公司
2、的微机型继电保卫装置，在M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器开关柜中装设SEL-351微机型继电保卫装置下面简称SEL装置，它们集成了继电保卫、 同期监控及逻辑控制功能。 1过电流保卫。配置反时限过电流保卫51和接地故障保卫51G，通过测量回路电流，在电流和持续时间超过 整 定 值 时，SEL装 置 触 发 出 口 继 电 器 86M1/86M2，使母线上所有断路器分闸，并闭锁这些断路器。只要故障排除且在SEL装置面板上手动复位后，继电保卫跳闸信号才会消除。 2低电压保卫。测量母线、电源电压，当两者均低于30%额定电压时，使相应进线断路器分闸。 3断路器失灵保卫。在收到保卫跳闸信号后
3、，若故障持续存在，则以为相应进线断路器失灵，无法切除故障。SEL装置触发装设在另一个进线断路器柜内的出口继电器使母线上所有断路器分闸，并闭锁这些断路器。 4断路器允许合闸判定。在以下情况下允许M1/M2进线断路器合闸：母线不可用，进线电源可用；母线可用，进线电源可用，电源倒换条件同期监控知足；母线可用，DG电源可用，电源倒换条件同期监控知足。判定母线和电源可用与否的条件：可用时，电压不低于90%额定电压；不可用时，电压不高于30%额定电压。 5自动切除并联断路器。M1M2收到合闸命令并合闸30s后，若M2M1进线断路器未分闸，则向其发出分闸命令。 6启动DG同期。UATRAT电源恢复后，为了知
4、足允许合闸条件，使进线断路器顺利合闸，命令DG根据UATRAT电源进行同期。 7故障快速切换与残压切换仅适用于M2进线断路器。在收到电源切换命令后， 通过同期监控与逻辑判定，若知足快速切换条件，则在0.2s内允许母线快速切换。若在0.2s内母线快速切换失败，则在0.2s后仅允许残压切换。 8DG保卫停机。在监测到故障或收到DG停机信号后，向DG发出停机命令。 9DG运行形式更改。当DG处于试验形式时，若收到母线快速切换启动信号或断路器分闸命令，则使DG退出试验形式而改为备用形式。 10启动DG同期。在DG进行并网试验时，启动DG同期功能，使DG根据母线电源进行同期。 2 与传统继电保卫及控制方
5、案的比拟 其它核电站的中压系统一般采用传统的继电保卫及控制方案，其继电保卫、同期监控、逻辑控制等功能分别通过继电保卫装置、电压继电器、同期监控装置和中间继电器来实现，因而SEL装置与传统继电保卫和控制方案存在不同。 1继电保卫功能方面，SEL装置与传统继电保卫装置一致，配置过电流保卫51、速断保卫50等保卫功能，在电流/时间到达整定值时，保卫继电器逻辑输出为 1 . 2同期监控功能方面，SEL装置内配置的电压、频率、相角监测装置，通过逻辑计算，在知足同期设置条件时，其同期继电器逻辑输出为 1 传统控制方案需配置单独的同期监控装置，对母线电源同期倒换和事故切换进行监控1,2. 3控制功能方面，S
6、EL装置通过逻辑编程，结合自定义的输入端口信息、继电保卫及同期继电器信息，对断路器进行逻辑控制；传统控制方案通过中间继电器、时间继电器等对断路器进行逻辑控制。 4通信功能方面，SEL装置能够通过通信协议与DCS传输信息；传统控制方案通过硬接线与DCS传输信息。 采用这两种不同方案，M1进线断路器、M2进线断路器和DG进线断路器开关柜中需装设的设备比照见表1,采用SEL装置后继电器数量显着下降。 3 微机型继电保卫装置同期监控功能原理 将继电保卫功能与同期监控功能结合，是SEL系列产品与传统继电保卫装置最大的区别。 SEL装置内置同期继电器25的逻辑如此图13所示，同期输入参数定义见表2,在AP
7、1000核电项目中同期整定值定义和设定见表3,同期判定需经过2个经过。 3.1电压和滑差判定将输入电源VP、VS、VA的电压幅值与电压整定值25VLO、25VHI比拟。若电源电压幅值在规定幅值范围内，同时SEL装置未闭锁同期功能，则允许进行滑差计算和判定。 滑差计算器通过计算得出2个电源的滑差后，与滑差整定值25SF比拟。若滑差在整定值范围内，则允许进行相角差计算和判定。 3.2相角差判定 1 不滑动 电源间相角差判定。 若滑差不大于0.005Hz,则以为2个电源间 不滑动 ,在计算相角差时无需考虑断路器合闸时间补偿，相角差计算逻辑如此图2所示。 在 相 角 差 小 于 整 定 值 时， 同
8、期 继 电 器 输 出 为 1 . 2 滑动 电源间相角差判定。若滑差大于0.005Hz,则以为2个电源间 滑动 ,在计算相角差时需考虑断路器合闸时间补偿，相角差计算逻辑如此图3所示。 若相角差在递减，即VS靠近VP,则同期继电器输出为 1 的条件为VP与VS的相角差为0 ,此时对系统冲击最小。 若相角差在递增，即VS远离VP,则同期继电器输出为 1 的条件为经过合闸时间补偿计算的相角差小于整定值。合闸时间补偿相角计算式为：A=fVS-fVP tCLOSD 360 式中，fVS为VS的 频 率，Hz;fVP为VP的 频 率，Hz;tCLOSD为断路器合闸时间，s.假设VP的频率为50.0Hz,
9、VS的频率为50.1Hz,断路器合闸时间为70ms,则A为2.52 VS超前VP。 相角差递减、递增情况下，同期经过VS超前VP电压示意图如此图4、图5所示。 4 设计改良建议 4.1提高电源切换的合理性和可行性 该核电站电源切换正常电源倒换和故障快速切换工况需同时知足下面条件：电压差小于10%;相角差小于20 滑差小于0.05Hz;考虑断路器合闸时间相角补偿。 根据以下为参考文献3,允许并联切换正常电源倒换和故障快速切换的条件并不一样。并联切换必须同时知足滑差小于0.2Hz,相位差小于15 ,电压幅值差小于5V;而故障快速切换只需知足滑差小于2.03.0Hz且相位差小于2040 或电压矢量差
10、幅值小于4060V或电压矢量差与滑差之积小于80180V Hz华而不实一项即可。快速切换的同期限制要求远低于并联切换，因而当前的同期切换整定值对于正常电源倒换和故障快速切换工况均有不当之处。 4.1.1正常电源倒换根据图1图3,相比专业的同期监测装置，SEL装置的同期继电器仅判定电源电压的幅值能否在正常范围内，而没有计算电压幅值差。根据现有的整定值，电源电压只要在90%110%额定电压内均允许切换，但是有可能出现2个电源的电压幅值差为20%的极端情况。考虑到正常切换时将同期冲击减到最小，建议将电压幅值差整定值设置为不大于5%. SEL装置固然能设置2个同期相角差整定值，但是只能设置1个同期滑差
11、整定值。在故障快速切换时，M1侧的频率下降迅速，若将同期滑差整定值设定为0.05Hz,则会降低快速切换成功率。为保证快速切换成功率，建议将同期滑差整定值设定为不大于0.2Hz. 综上所述，在正常倒换时，受限于SEL装置的同期监控功能，无法知足继电保卫准则中允许同期切换的条件。 4.1.2故障快速切换根据当前的故障快速切换同期整定值，故障快切的成功率大为降低。为了提高故障快切的成功率，在减小对设备冲击的前提下，应适当放宽故障快速切换整定值。修改后的故障快速切换条件为同时知足电压差小于10%,相角差小于25 对于固有相角差较大的，另行制定，滑差小于2Hz,考虑断路器合闸时间相角补偿。 4.2增加母
12、线低电压保卫 根据以下为参考文献4,应设置低电压保卫以应对持续低电压工况，其电压整定值及延时设置应能避免持续低电压损坏电气设备。固然在该核电站中ECS中压系统为非1E级，但是考虑到设备安全也应配置相应的保卫。 当前设置的母线低电压保卫，当母线电压低于90%额定电压时，仅报警而不发分闸命令；在母线电压低于75%额定电压且持续时间超过3s后才使除LC馈线断路器以外的所有馈线断路器分闸。 在电厂运行经过中，有可能出现故障导致中压母线电压维持在75%90%额定电压的情况。为避免持续低电压损坏电气设备，应增加90%低电压分闸保卫，延时30s使M1或M2进线断路器分闸。 5 结束语 在该核电站中，SEL装置作为ECS中压系统继电保卫、同期监控、逻辑控制的核心部件，相比传统继保装置和控制设备有着设备功能集中，设计、接线和维护便捷以及空间节省等优势，但是仍存在电源切换整定值不合理等问题。在根据本文所述方式修改设计后，SEL装置知足了系统要求。